Состояния ПЗП

  На  рис. 2.1 схематически представлена скважина в двухзональном пласте. В однородном пласте с проницаемостью k находится скважина радиуса г_с, а в призабойной зоне пласта наблюдается круговая зона радиуса r_s, в которой проницаемость

Рис. 2.1. Схема скважины со скин-фактором и эпюры распределения давления в двухзональном пласте:

/ - S = 0, k_s = k, однородный пласт; II - Si > О, k_s < k, ухудшение состояния

проницаемости ПЗП (засорение, кольматаж, различные  отложения и т.д.); /// -5г < 0; k_s > k, улучшение ПЗП (возможно, из-за проведения обработок ПЗП-ГРП,СКО, наличия трещин и т.д.) равна k_s. Дебит скважины при установившейся плоскорадиальной фильтрации в этом случае выражается формулой :

                     (2.2)

можно судить, что скин-фактор S представляет собой часть общей депрессии на пласт, который расходуется на преодоление дополнительных фильтрационных сопротивлений в зоне с внешним радиусом r_s, где проявляется скин-фактор.  

  Учет  скин-эффекта, т.е. ухудшения ПЗП, осуществляется введением понятия обобщенного приведенного (эквивалентного) радиуса скважины г_{с пр}. (В.Н. Щелкачев, 1951 г.; Г.И. Баренблатт и В.А. Максимов, 1958 г.). Приведенный радиус скважины определяется соотношением

                       (2.3) 

где г_с - радиус гидродинамически совершенной скважины; С_д -коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления, можно оценить по графикам В.И. Щурова.

  Определение скин-фактора S (его знака и значения) позволяет решать важные практические задачи:

• оценивать состояние ПЗП скважины в любой момент ее жизни;
• ранжировать фонд скважин и выделять те из них, которые имеют ухудшенное состояние ПЗП;
• планировать ГТМ, направленные на улучшение состояния ПЗП, увеличение дебитов скважин (установление очередности проведения операций ГТМ, выбор скважины и технологии проведения ГТМ);

  Для удобства и упрощения, например, для  случая КПД t = 1 ч находят p_c(t) = р\_ч, являющиеся продолжением прямолинейного участка графика КПД в полулогарифмических координатах до оси ординат (рис. 2.2).

0 lg'i \gt₂ Igt

Рис.2.2.Схематическое представление КПД — КВД в полулогарифмических координатах

Δp_c(t)- прирост забойного давления во времени t после остановки скважины;

Δp₁, Δр₂ - прирост забойного давления в двух произвольных точках, взятых для

определения значения тангенса угла наклона прямой к оси абсцисс; А -отрезок, отсекаемый  продолжением  линейного участка КВД на оси ординат;

Тогда скин-эффект подсчитывается по формуле

                      (2.4)

На точность определения скин-эффекта влияют правильность графического нахождения прямолинейного участка КПД и его уклона в полулогарифмических координатах и постоянные параметры в формулах (2.3) и (2.4). Однако на КПД-КВД влияют и другие факторы (влияние ствола скважины –после эксплуатационный приток, различные режимы течения и другие эффекты), которые вносят неопределенность и затрудняют уверенное выделение прямолинейного участка в полулогарифмических координатах. Исследования, приведенные в работе [179], позволяют устранить эту неуверенность.

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИНЫ ПО ДАННЫМ ИССЛЕДОВАНИЯ НА НЕУСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ

  Известно, что точность расчетов по подбору  оборудования и режима работы малодебитных скважин не может превышать точность исходных данных, поэтому достоверность последних имеет важное значение.

  Исходные  данные могут быть получены в результате гидродинамических исследований скважин. Количество исследований регламентируется стандартами предприятия.

  По  результатам исследований скважин  на установившихся режимах можно определить коэффициент продуктивности и пластовое давление, оценить приближенно гидропроводность и коэффициент проницаемости пород призабойной зоны пласта. Существует классическая технология такого исследования, при которой необходимо измерять дебит скважины и соответствующее этому дебиту забойное давление р_с в ней для каждого из нескольких установившихся режимов. По данным измерений строится индикаторная линия в координатах Q-p_c, при наличии которой можно легко установить оптимальный режим.

  Осуществить практически качественные исследования мешает отсутствие необходимых технических средств. Серийные групповые замерные установки не обеспечивают необходимую точность измерения небольших дебитов. Непосредственное измерение давления на забое работающей скважины при помощи автономного глубинного прибора - довольно редкая операция.

  Для периодически работающих скважин получение  индикаторной линии представляет сложную задачу, так как для них при существующем оборудовании не может быть получена даже одна пара значений дебита и забойного давления, соответствующих установившемуся режиму. При работе установленного на скважинах оборудования в существующем режиме откачки динамический уровень жидкости непрерывно снижается и достигает приема насоса за время 3,5-12 ч (в среднем 5 ч).

  При постоянной работе скважин в течение  суток уровень теоретически должен опуститься ниже искусственного забоя. По этой причине для периодически работающих скважин нельзя определить по методу "пробных откачек" даже приближенное значение коэффициента продуктивности.

  Для определения коэффициента продуктивности периодически работающих скважин могут быть использованы методы гидродинамических исследований на неустановившихся режимах или специальные приемы построения индикаторной диаграммы.

  По существу, имеются два метода исследования скважин при неустановившихся режимах фильтрации. Первый — метод однократного изменения режима работы скважины, технология проведения которого заключается в пуске простаивающей скважины с постоянным дебитом или остановке скважины, работающей на установившемся режиме. Снимается кривая изменения давления и обрабатывается в полулогарифмических координатах Ap-lgt (см. рис. 2.1)

Ар  = p_c(t) - р_с o, (3.1)

где p_c(t) - изменение забойного давления после пуска (остановки) скважины; р_{с 0} - забойное давление при работе скважины перед остановкой на установившемся режиме с дебитом Q_o; t -текущее время восстановления давления.

  Для периодически работающих скважин необходимо применять второй метод - двухкратного изменения режима. Его технология заключается в пуске долго простаивающей скважины и отработке ее в течение времени меньшего необходимого для достижения установившегося режима, а затем в остановке скважины. Обычно в этом случае записывают и обрабатывают кривые изменения давления в координатах p_c(t) - lg(T + t)/t, где Т - расчетное время работы скважины с постоянным дебитом.

Таким образом, необходимо измерять накопленную  добычу жидкости Е£)_ж за время работы скважины,  дебит и забойное давление в момент остановки скважины на исследование, а также забойное давление в произвольные моменты времени после остановки.

  По  полученным значениям гидропроводности и коэффициента проницаемости пласта можно рассчитать приближенное значение коэффициента продуктивности периодически работающей скважины. 

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИНЫ, ОБОРУДОВАННОЙ ШСНУ, МЕТОДОМ ДИНАМОМЕТРИРОВАНИЯ

  Определение коэффициента продуктивности малодебитной скважины, оборудованной ШСНУ, методом пробных откачек осложняется невозможностью спуска глубинных манометров для измерения забойного давления при заданных режимах работы скважины. С достаточной точностью для решения промысловых задач в таких случаях коэффициент продуктивности может быть определен по динамограммам, снятым на двух режимах работы скважины.

  Известно, что в конце хода вверх сальникового штока на головку балансира станка-качалки действует максимальная статическая нагрузка

G^B_мах = G_ш + G_ж+ G_тр- G_norp, (4.1)

где G_ш - нагрузка от веса колонны штанг в жидкости; G_ж -нагрузка от веса столба жидкости в НКТ; G_тр - силы трения; G_norp - сила, действующая на плунжер насоса снизу и обусловленная погружением насоса под динамический уровень жидкости.

  При этом допускается, что плотность  откачиваемой жидкости в процессе динамометрирования не изменяется и силы трения постоянны.

  При принятых условиях значение G^ax в процессе исследования изменяется в зависимости от давления на приеме насоса р_пр, так как сумма трех первых слагаемых (6.25) в этом случае остается постоянной. Тогда

G_norp = G_ш + G_ж+ G_тр- G^B_мах (4.2)

или, выразив G_norp через давление на приеме насоса, получим

                      (4.3)

где f_п - площадь плунжера ШГН.

  Таким образом, если изменить режим откачки, то изменение забойного давления будет равно разности давлений на приеме насоса при работе на двух режимах. В связи с этим при справедливости линейного закона фильтрации жидкости в скважину коэффициент продуктивности с учетом принятых допущений можно определить по формуле

                            (4.4)

где G^в_мах, G^в_мах -статические нагрузки в точке подвеса штанг в конце хода вверх на разных режимах работы скважины, определенные при кратковременной остановке СК в крайнем верхнем положении головки балансира.

Процесс исследования скважины заключается  в следующем:

• устанавливают минимально возможный режим работы скважины;
• при достижении установившегося режима работы снимают ди-намограмму, записывают нулевую линию, линию нагрузки от веса штанги и линию статической нагрузки в крайнем верхнем положении балансира при кратковременной остановке станка-качалки;
• изменяют режим работы скважины в 1,5-2 раза и по достижении установившегося режима работы повторяют операции, предусмотренные п. 2.

При снятии динамограмм необходимо соблюдать  следующие условия:

• линию нагрузки от веса штанг G_m записывать в положении, когда точка подвеса штанг не перешла нижнюю "мертвую" точку;
• линию максимальной статической нагрузки G^x записывать в положении, когда точка подвеса штанг не перешла верхнюю "мертвую" точку.

5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИНЫ МЕТОДОМ ПРОСЛЕЖИВАНИЯ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ

  При совместной работе скважины и пласта на установившемся режиме в кольцевом пространстве между обсадной колонной и НКТ устанавливается практически постоянный динамический уровень жидкости. Если насосную установку остановить, то приток жидкости из пласта продолжается и происходит заполнение скважины. При этом поступление жидкости происходит на нестационарном режиме фильтрации, так как увеличение высоты столба жидкости в скважине приводит к возрастанию забойного давления.

  Считая  в каждый фиксированный момент времени  режим установившимся и используя метод последовательной смены стационарных состояний, приток жидкости в скважину можно рассчитать по формуле Дюпюи, записанной в виде 

  

                           (5.1)

где Q(t) -изменяющийся во времени приток жидкости в скважину после ее остановки; р_к - давление на контуре питания пласта, для группового размещения добывающих скважин приравниваемое к динамическому пластовому давлению; p_c(t) -переменное во время заполнения скважины жидкостью забойное давление; R_K - радиус контура питания, принимаемый равным половине расстояния между соседними скважинами а; r_{с пр} -приведенный радиус скважины, значение которого рассчитывается по паспортным данным скважины и графикам В.И. Щурова; остальные обозначения прежние.